Способ изоляции пласта

(5 ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯПРИ ГКНТ СССР ПИ А ЕНИ ИДЕТЕЛЬСТВУ ВТОРСКО сесоюзного научнститута природурды Оразов, в, М.Х.Яников нс ав и свойства буроых жидкостей). М.:(54) СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПЛАСТА (57) Изобретение относится к области бурения скважин, к способам кольматации малодебитных низкопроницаемых пластов. Цель . изобретения - повышение эффективности изоляции напорных малодебитных низкопроницаемых пластов за счет увеличения мощностй и снижения коллекторских свойств кольматационного экрана в приствольной зоне, а также эффективное снижение проницаемости приствольной зоны и повышение эффективности образования фильтрационной корки на поверхности треИзобретение относится к области ния скважин, в частности к способам матации малодебитных низкопроница пластов, и может применяться в горной мышленности при строительстве скв различного назначения,Известен гидромеханический закупоривания пород частицами туре ольмых про жин сп ве особ рдой(56) Дж.Р.Грей и др. Соствых агентов (промывочнНедра, 1985, с. 374 - 375,Е ИЗОБРЕ щин разрыва. Для этого осуществляют гидроразрыв пласта буферной жидкостью, намывают в трещины разрыва наполнитель с образованием на поверхности трещин фильтрационной корки. Нагнетают в пласт буферную и рабочую жидкости при давлении в стволе в начале нагнетания давления кольматации, равном делению образования начальных трещин, В последующем снижают и повышают давление до величины в конце нагнетания, определяемой из выражения Р 1РР 2, где Р - максимальное давление в стволе при окончании операции кольматации, МПа, Р 1 - давление разрыва пород и получение начальных трещин гидро разры ва, М Па; Р 2 - давление, при котором происходит развитие трещин или образование новой поверхности трещин. В качестве буферной жидкости может быть использована жидкость, не содержащая твердой фазы и образующая при взаимодействии с пластовым флюидом нерастворимый твердый осадок, В качестве рабочей жидкости может быть использован буровой или тампонажный раствор с водо- цементным отношением, равным прихватобезопасному времени. 2 з.п. ф-лы, 3 ил,фазы бурового раствора при многократном снятии фильтрационной корки.Недостатком известного способа является то, что успешное кольматирование дисперсной фазой глинистого раствора возможно только в породах с высокой проницаемостью. Кольматация производится нагнетанием раствора - закупориваниетвердой фазы раствора с одновременным снятием глинистой корки при давлениях, не превышающих давления гидроразрыва пород. При таком способе изоляции пласта образование кольматационного слоя в породе зависит от проницаемости и размеров поровых каналов породы. При изоляции малодебитных и низкопроницаемых пород кольматационный слой будет незначительным, в связи с чем при спуско-подъемных операциях в скважине последний будет постоянно разрушаться.Наиболее близким к предлагаемому является способ устранения поглощения, заключающийся в закачивании в трещину материала для борьбы с поглощениями (МБП) до тех пор, пока давление нагнетания не превысит максимальное переходное давление, которое ожидается при возобновлении буровых работ.Недостатком способа является то, что его реализация невозможна при изоляции малодебитных низкопроницаемых пород, так как при реализации способа создаются высОкие давления нагнетания, происходит гидроразрыв без разрушения фильтрационной корки, препятствующей получению гидроразрыва пласта на входах в микротрещины массива.Наличие на входах в микротрещины коллектора фильтрационной корки резко увеличивает необходимое для осуществления гидроразрыва пласта внутреннее давление в стволе скважины,Для осуществления гидроразрыва малодебитного, высоконапорного пласта требуется создание в стволе скважины практически горного внутреннего давления,4 анный способ предназначен, в основном, для изоляции высокопроницаемых пород, имеющих трещины (или образующихся под действием давления), в которые при давлениях, равных давлению гидроразрыва (не ниже), намывается наполнитель. При реализации способа в низкопроницаемых объектах (породах) изоляционный экран образуется практически на стенках скважины и разрушается при выполнении спускоподъемных операций,Одновременно следует отметить, что данный способ эффектиВен только для предупреждения поглощений бурового раствора и ненадежен при изоляции флюидопроявляющих объектов, Объясняется это тем, что в условиях обратного потока (проявляющий пласт - ствол скважины) будет иметь место вымыв наполнителя на стенки скважины и последующее разрушение глинистой корки после снижения давления в скважине.Целью изобретения является повышение эффективности изоляции, напорных ма 5 лодебитных низкопроницаемых пластов.Поставленная цель достигается тем,что, согласно способу изоляции пласта,включающему гидроразрыв пласта и намывв трещины разрыва наполнителя, гидрораз 10 рыв пласта проводят буферной жидкостью,а намыв в трещины разрыва наполнителяведут с образованием на поверхности трещин фильтрационной корки последовательным нагнетанием в пласт буферной и15 рабочей жидкости при давлении в стволе вначале операции кольматации, равномудавлению образования начальных трещин споследующим циклическим снижением иповышением давления до величины в конце20 операции, определенной из выраженияР 1 Р Р 2,где Р - максимальное давление в стволе приокончании операции кольматации, МПа;Р 1 - давление гидроразрыва пород и25 получения начальных трещин гидроразрыва, МПа;Р 2 - давление, при котором происходитразвитие трещин или образование новойповерхности трещин, МПа;30 причем буферная жидкость не содержиттвердой фазы и образует при взаимодействии с пластовым флюидом нерастворимыйтвердый осадок, а в качестве рабочей жидкости используют буровой или тампонаж 35 ный раствор с водоцементным отношением,равным прихвато-безопасному времени,На фиг,1 - 3 приведена последовательность образования изоляционной зоны. Нафиг.1 приведена схема деформации ствола40 и образование первоначальных трещин гидроразрыва при создании давления в стволе,равного давлению гидроразрыва пород (Р 1);на фиг,2 - образование и уплотнение фильтрационной корки и фильтрация жидкой фа 45 зы буферного и.рабочего растворов в глубьпласта, при создании давления в стволе,большего давления гидроразрыва пород (Р);на фиг,3 - состояние приствольной частипласта после снижения давления в скважине до гидростатического,50 На фиг.1 изображены приствольнаячасть 1 ствола скважины, бурильный инструмент (фильтр) 2, диаметр 3 ствола скважиныпри внутреннем давлении в скважине, равном гидростатическому давлению столба55 промывочной жидкости, ствол 4 скважины стрещинами гидроразрыва, получаемымипри создании внутренних давлений в ство,ле, равных давлениям гидроразрыва приствольной зоны, Позицией 5 (фиг,2)обозначен процесс образования фильтрационной корки при поддержании в стволевнутреннего давления, большего давлениягидроразрыва приствольной зоны, позицией 6 - фильтррция жидкой фазы рабочегои буферного растворов вглубь околоствольной зоны во время формирования фильтрационной корки увеличением внутреннегодавления в стволе выше давлений образова-"ния начальных трещин гидроразрыва. Нафиг.3 показана защемленная фильтрационная корка 7 в трещинах гидроразрыва послеснижения внутреннего давления в стволескважины до гидростатического давления иуплотненная и насыщенная фильтратом рабочего и буферного растворов околоствольная зона 8 ствола скважины.Способ осуществляют следующим образом,По скважинам аналогам, или проводянатурные исследования, непосредственно. 20на скважине определяют давление образования начальных трещин гидроразрыва (Р 1)и давление, при котором происходит распространение трещины или образованияновойповерхности. После этого спускают,в 25скважину рабочую компановку, включающую в себя пакерующее устройство, предназначенное для отделения изолируемогоинтервала от остальной части разреза скважины. Затем закачивают в трубы и продавливают в подпакерную зону расчетныеобъемы буферной и рабочей жидкостей.Производят пакеровку и приступают к нагнетанию в бурильные трубы продавочнойжидкости, После скачка давления в трубном 35пространстве (достижением давления оборудования трещин гидроразрыва) останавливают подачу жидкости в трубноепространство и наблюдают за изменениемдавления на устье скважины, В случае падения давления ниже значений Р 1 осуществляют подкачку жидкости в скважину, но приэтом давление не должно превышать Р 2. Вэто время в стволе скважины возникает де-,формация приствольной части 4 (фиг.1). Затем при подкачках жидкости в подпакернуюзону плавно увеличивают трубное устьевоедавление. При этом в трещинах гидроразрыва происходит формирование и уплотнение фильтрационной корки 5 и фильтрация 50бурового раствора 6 (фиг.2) вглубь приствольной зоны. Причем на границе фильтрации происходит увеличение .водоцементного отношения рабочей(тампонажной жидкости) за счет фильтрации 55жидкости в глубь пласта, что .увеличиваетвремя начала схватывания рабочей жидкости на границе фильтрации, и оставляют его(время) неизменным в стволе скважины. Время проведения операции по формированию фильтрационной корки регламентируется ранее определенным прихватобезопасным временем. По окончании формирования фильтрационной корки следует снизить внутреннее давление в подпакерной зоне (плавно сбросить до нуля устьевое трубное. давление). При этом произойдет смыкание трещин гидроразрыва, защемление в трещине фильтрационной корки 7 (фиг.3), Уплотненная, насыщенная фильтратом околоствольная зона 8 и защемленная корка 7 и является изоляционной зоной проницаемого пласта,П р и м е р 1. Интервал залегания низкопроницаемого напорного объекта 3127- 3130 м, При испытании скважины определено, что градиент пластового давления равен 1,7-1,72 МПа/100 м, градиент давления гидроразрыва пород (Р 1) 1,85 МПа/100 м, градиент давления распространения трещин гидроразрыва или получения новой поверхности трещин гидроразрыва (Р 2) 1,98 МПа/100 м. Скорость фильтрации технической воды в пласт при градиенте давления, равном 1,85 МПа/100 м, составляет 0,08 л/с. Интервал газонасыщен и представлен трещиноватыми известняками. Увеличение плотности промывочной жидкости с целью ликвидации газопроявления не представлялось возможным ввиду получения поглощений как под башмаком спущенной 245-миллиметровой технической колонной (глубина 2000 м, градиент начала поглощения 1,7 МПа/100 м), так и при вскрытии нижележащего. газоносного интервала (интервал залегания 3195-3600, градиент начала поглощения 1,55-1,60 МПа/100 м). Для выполнения изоляционных работ готовят 0,5 м буферной жидкости,зпредставляющей собой техническую воду плотности 1030 кг/м, рабочей жидкости взобъеме 2,0 м, представляющей собой прозмывочную жидкость с повышенным содержанием твердой фазы, Затем в скважину спускают рабочую компановку, включающую в себя: опорный хвостовик из труб диаметром 140 мм с промывочными отверстиями, расположенными на глубине 3135 м; два пакера диаметром 190 мм; ударный яс; УБТ.178 мм длиной 75 м (2 свечи); бурильные трубы до устья скважины; запор- но-поворотный кран; устьевую головку высокого давления.Скважину промывают и затем закачивают в трубное постранство 0,5 м буферной жидкости, 2 м рабочей жидкости и 32 м продавочной жидкости. Производят пакеровку, пробную подкачку в затрубное пространство с целью проверки герметичности50 55 пакеровки. Затем в трубном пространстве эа 3 мин поднимают давление до 17,5 МПа плотность.продавочной жидкости 1300 кг/м 3), при этом давлении происходит падение давления. Снижают подачу агрегата и периодическими подкачками поддерживают давление на устье в пределах 18,0-21,0 МПа. При остановках подкачек продавочной жидкости наблюдается падение давления в трубном пространстве. Подкачки продавочной жидкости возобновляют, когда давление на устье снижается до 18,0 МПа. Всего было произведено 6 подкачек. При последней подкачке устьевое давление достигло 20,5 МПа. При прекращении подкачек давление снижается и стабилизируется на 18,7 МПа, что свидетельствует о получении фильтрационной корки на поверхности трещин гидроразрыва и стенках скважины. Затем плавно снижают давление на устье скважины до нуля и производят срыв пакера. Общее время операции от момента пакеровки до срыва пакера составляет 2 ч 15 мин. Снижение проницаемости" приствольной зоны достигается за счет защемления фильтрационной корки, уплотнения приствольной зоны пласта и снижения фазовой проницаемости приствольной зоны вследствие насыщения приствольной зоны буферной жидкостью и жидкой фазой рабочей жидкости.П р и м е р 2. Интервал залегания про,являющего объекта, пластовое давление и давления гидроразрыва пород те же, что и в примере 1.Проявляющий пласт газоводонасыщен. Причем вода проявляющего объекта хлоридно-кальциевого типа, имеет рН в пределах 3-5, т,е, является кислой средой. Для проведения изоляционных работ было принято решение использовать в качестве буферной жидкости водный раствор кальцинированной, соды плотностью 1120 кг/м. Технологическая последовательность выполнения изоляционных работ та же, что и в примере 1. В данном случае снижение проницаемости зоны достигается эащемлением фильтрационной корки и образованием пласта в поровых каналах приствольной зоны пласта нерастворимого осадка, получаемого вследствие взаимодействия пластовой жидкости с раствором кальцинированной соды (буферной жидкостью).П р и м е р 3. Проявляющий пласт водогаэонасыщен, скорость фильтрации технической воды в пласт при градиенте давления 1,85 МПа/100 м составляет 0,18 л/с, пластовый флюид относится к кислым средам, имеет рН 4. Для проведения изоляционных 5 10 15 20 25 30 35 40 работ было использовано 0,5 м буферной жидкости, представляющей собой известковое молоко плотностью 1080 кг/м, и рН 3.э В качестве рабочей жидкости было использовано 2,0 м тампонажного раствора, пригото елен його из цемента ОЦГ с водоцементным отношением 1,3, плотность раствора 1380 кг/мз, растекаемость по конусу АЗНИИ 32 - 35 см, срок начала схватывания 3 ч.45 мин, равен прихватобеэопасному времени. Последовательность выполнения изоляционных работ та же, что и в примере 1, за исключением того, что после срыва пакера осуществляют отмывку оставшейся в подпакерной зоне рабочей жидкости обратной промывкой в бурильные трубы, Время выполнения работ было ограничено 3 ч. В данном случае изоляция водогазопритока была достигнута путем уплотнения и снижения проницаемости приствольной зоны вследствие образования в трещинах гидроразрыва и стенках скважины несжимаемого цементного камня, а также образование поровых каналов нерастворимого осадка вследствие взаимодействия буферной жидкости с пластовым флюидом.Успешность выполнения изоляционных работ была подтверждена результатами испытания проявляющего пласта испытателями на трубах типа КИИдо и после выполнения изоляционных работ.Использование предлагаемого способа изоляции пласта позволяет упростить конструкцию скважины, а также снизить затраты времени и материалов на выполнение работ по дегазации и обработке раствора при флюидопроявлениях, что позволяет в свою очередь повысить коммерческие скорости бурения скважин. Формула изобретения1. Способ изоляции пласта, включающий гидроразрыв пласта и намыв в трещине разрыва наполнителя, о т л и ч а ю щ и й с я тем, что, с целью повышения эффективности изоляции напорных малодебитных низкопроницаемых пластов за счет увеличения мощности и снижения коллекторских свойств кольматационного экрана в приствольной зоне, гидрораэрыв пласта проводят буферной жидкостью, а намыв в трещине разрыва наполнителя ведут с образованием на поверхности трещин фильтрационной корки последовательным нагнетанием в пласт буферной и рабочей жидкости при давлении в стволе в начале нагнетания давления кольматации, равном давлению образования начальных трещин с последующим циклическим снижением и,; 1716089 г,1 юг. 9повышением давления до величины в конце нагнетания, определяемой из выраженияР Р Рагде Р - максимальное давление в стволе при окончании операции кольматации, МПа;Р 1 - давление гидроразрыва пород и получения начальных трещин гидроразрыва, МПа;Рг - давление, при котором происходит развитие трещин или образование новой поверхности трещин, МПа. 2. Способ по п.1, о т л и ч а ю щ и й с ятем, что, с целью эффективного снижения проницаемости приствольной зоны, в качестве буферной жидкости используют жидкость, не содержащую твердой фазы и образующую при взаимодействии с пласто вым флюидом нерастворимый твердый осадок.3, Способ по п.1, отл ич а ю щи йс ятем, что, с целью повышения эффективности образования фильтрационной корки на по верхности трещин разрыва, в качестве рабочей жидкости используют буровой или тампонажный раствор с водоцементным отношением, равным прихватобезопасному времени,15. Слиган изводственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгоро арина, 101 Заказ 592 Тираж Подписное ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СС 113035, Москва, Ж, Раушская наб., 4/5